以江苏为例分析2020年实现风火同价的可行性

文 | 何春，孙海洋

2017年11月8日，国家发展改革委员会发布《关于全面深化价格机制改革的意见》。在能源领域对煤电油气、新能源价格形成机制均有明确的目标，其中关于新能源方面有两点值得关注：1.根据技术进步和市场供求，实施风电、光伏等新能源标杆上网电价退坡机制，2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当、光伏上网电价与电网销售电价相当；2.开展分布式新能源就近消纳试点，探索通过市场化招标方式确定新能源发电价格，研究有利于储能发展的价格机制，促进新能源全产业链健康发展，减少新增补贴资金需求。

此举绝对是影响新能源产业的重磅信号，特别是2020年这一时间点所被赋予的意义。本文以处于IV类风资源区的江苏风电场为例，对“2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当”的可行性进行了简要分析，希望能为风电项目投资及技术革新带来启发和思考。

可行性分析的前提

“2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当”，这句话包含的信息很多，不在一定的前提下，分析其可行性便无从谈起。首先燃煤标杆上网电价全国不同的省、市、自治区各不相同，并且全国分四类风资源区，四类地区风电场对应不同的风电标杆电价，两种电价和不同地区互相交叉，要精确分析同价的可行性会很复杂，如，同处IV类风资源区的江苏省和上海市，风电标杆电价都为0.60元/千瓦时，而燃煤标杆电价分别为0.391元/千瓦时和0.416元/千瓦时。并且要定量分析可行性，必须有确定的投资、电价、风资源（利用小时数）等主要参数，所以本文以江苏省所在的IV类风资源区为例进行分析。

风电场目前的现状

江苏省属于IV类风资源区，目前陆地风电场基本情况为：风电机组单机容量大多在2000kW～2200kW之间，轮毂高度在100m～120m之间，单位静态投资为7.2元/瓦左右，年利用小时数在2000h到2300h之间。标杆上网电价0.60元/千瓦时，资本金内部收益率12%，总投资收益率5.4%，投资回收期10年左右，从投资收益的角度看，项目基本满足要求。

燃煤发电上网电价

江苏省现行燃煤标杆上网电价为0.391元/千瓦时，由于燃煤标杆电价这几年一直处于波动状态，但基本在0.4元/千瓦时左右徘徊，所以假定2020年燃煤标杆电价为0.4元/千瓦时，应是比较合理的。要达到“2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当”，即风电上网电价要在目前的0.60元/千瓦时基础上，降低到0.4元/千瓦时，降幅为33%。

影响投资收益的因素及其关系分析

任何投资都是为获得必要的收益，风电场的投资也不例外。影响风电场收益的主要因素有：风电场总投资、风电机组的利用小时数、电价、维修费、国家收取的税费等。

上述五类费用和投资及内部收益率之间存在一定的关系，由于目前江苏地区风电场单位静态投资为7.2元/瓦左右，且要达到“电价相当”，为便于说明问题，现选取单位静态投资7.0元/瓦和6.5元/瓦两种情况，分析各因素之间的关系。在这两种投资情况下，分别就不同的利用小时数、不同电价测算资本金内部收益率，其间的关系如图1所示。

图1 表示的是风电场单位静态投资在7.0元/瓦和6.5元/瓦情况下，年利用小时数分别为2000h、2100h、2300h时，电价对应的资本金内部收益率之间的关系。

从图1可以看出：对电价承受能力最强的因素为利用小时数；也可以看出，投资对资本金内部收益率影响也较大，在投资确定时，内部收益率和电价基本成线性关系，所以降低电价，直接影响资本金内部收益率的水平。

因为项目资本金内部收益率指标是投资方投资决策的基本指标之一，目前对于风电场，投资方资本金内部收益率基本要求为大于12%。因此选取投资方资本金内部收益率为12%作为基本方案，从图1中可以得出利用小时数、单位投资、电价之间的具体数值，如表1所示。

从图1和表1 中都可以看出：在机组年利用小时数2200小时、投资6.5元/瓦、电价0.4元/千瓦时，资本金内部收益率为11.75%，接近12%；说明机组年利用小时数大于2200小时，且投资较低的情况下，风电上网电价和燃煤标杆电价差距不是很大，到2020年“电价相当”的压力也较小。实际情况是在江苏陆地风电场投资普遍达7元/瓦以上，利用小时数基本在2100小时/年及以下，所以在目前条件下，压力很大。

“2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当”的可行性分析

“到2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当”，可分为两种情况，一是2020年及以后投产的项目（现在未投产项目），二是现在已经投产的项目。

一、未投产项目“电价相当”的可行性分析

根据表1 ，以年利用小时数2100小时为例，如果年利用小时数不变，在电价0.4元/千瓦时、资本金内部收益率12%时，根据测算，投资必须要控制在6元/瓦以内。

风电场投资组成包括四部分：设备费、安装费、建筑费、设计及土地等其他费用，目前投资控制很好的某电厂四类费用的组成如表2。

上述四项费用中，设备费（含塔筒）占比最大，占75%左右，其余三项总共占25%。四项费用中，其他费用主要包括征地费、技术服务费、建设管理费等，从内容实质上看降低的可能性较小；建筑和安装费主要是材料和人工，从趋势看降幅也有限。所以减少投资只能寄希望于风电机组设备及塔架费用的降低，因为表中5.3元/瓦，是按风电机组+塔材5.01元/瓦考虑。随着风电机组量产，及技术进步后塔筒重量的降低，存在费用降低的可能性，经过努力，风电机组+塔材投资降低1.0元/瓦是有可能达到的。

二、已投产项目“电价相当”的可行性分析

图1 在投资和利用小时数确定时，电价和资本金内部收益率的关系

表1 两种投资方式及不同利用小时数下电价的对比

未投产风电项目，还有机会从控制投资角度入手，但对已投产项目或投资控制空间较小的项目，如何适应“电价相当”？下面从风电场电价组成角度，分析其可能性。

由于风电场没有燃料费用，所以风电场电价组成主要有折旧、财务费用、维修费、税金、工资和福利及其他费用等，电价中各成本占比如图2。

从图2中可以看出，占比最大的折旧和财务费用两项超过50%，达58%，也反映风电成本的属性，这两项费用和投资紧密相关。对已投风电场，此项费用已确定，所以这两项属于不可压缩部分；其余42%的组成中，保险及工资福利的5.5%也基本不可压缩，所以只能从利润、所得税、其他费用中寻找可能性。图2中的其他费用的10%，主要内容为每年的租地费用，在不同项目中该费用比例有减少的可能，其余就是从利润和所得税入手，这从企业利润预期和政府政策中是可以解决的。

所以，从风电场电价组成角度分析，对已投产项目或投资没有压缩空间的新建项目，可以从企业利润诉求或寻求政府给予税收优惠上解决，要达到“电价相当”也是有可能的。

表2 某风电场静态投资组成

图2 目前电价中主要组成部分及其占比

摄影：何红安

结论

本文以江苏地区IV类陆上风电场为例，分析2017年11月8日，国家发展改革委员会发布《关于全面深化价格机制改革的意见》中提出的“2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当”的可行性。

通过数据分析，得出的主要结论为：对于未投产风电场，可以从降低投资入手，主要途径是风电机组量产，降低售价以及通过技术进步后减轻塔筒重量，降低塔筒价格，达到该条件前提下，风电场投资降低是可能的。对于已投产或投资难以压缩的未投产风电场，从电价组成角度看，通过降低企业预期利润或政府给予税收上的优惠等途径，也可以达到目的。总之，在政府、整机商、投资方的共同努力下，“电价相同”的目标是有可能实现的。